Santos Ltd informó el jueves que la producción cayó un 4% intertrimestral a 21,3 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe), ya que una disminución en Australia Occidental compensó los aumentos en el resto de la cartera de Santos.
El volumen de ventas disminuyó un 10 por ciento secuencialmente a 21,5 millones de barriles equivalentes de petróleo en el tercer trimestre. “Esto se debe principalmente a las actividades de mantenimiento en Australia Occidental. Menores volúmenes de petróleo crudo debido a la reducción de los tiempos de elevación y a las compras de gas de terceros”, dijo Santos, con sede en Adelaida, en un comunicado en su sitio web.
Santos reduce el pronóstico de producción para 2025 de 90-95 MBoe a 89-91 MBoe y la guía de ventas de 92-99 MBoe a 93-95 MBoe. Estimar recortes. “Esto se debe principalmente al inicio más lento de lo esperado de la FPSO BW Opal y al impacto de las inundaciones en la producción de Cooper Basin, con esfuerzos de restauración que se extendieron hasta el cuarto trimestre, con 155 pozos que permanecieron fuera de línea a medida que los niveles de inundación retrocedieron más lentamente de lo esperado”, dijo.
“El 12 de octubre de 2025, se logró la primera entrada de gas en el gasoducto de exportación. Y se espera la primera producción en Darwin LNG en las próximas semanas. El retraso se debió a que BW Opal abandonó el astillero de Singapur más tarde de lo previsto y solucionó problemas de software que afectaban a los sistemas de seguridad identificados durante la puesta en servicio”.
Santos dijo el 22 de septiembre que el nuevo campo Barossa de Darwin LNG había comenzado a producir gas natural a través del buque flotante de producción, almacenamiento y descarga BW Opal, y que la instalación de licuefacción había recibido una nueva aprobación del Territorio del Norte de Australia.
El proyecto de extensión de vida del GNL de Darwin podría producir hasta aproximadamente 3,7 millones de toneladas métricas de gas natural licuado (GNL) por año. Según Santos
El sitio de producción anterior de Bayu-Undan Darwin LNG era Bayu-Undan en Timor Oriental. Dejó de exportar gas a la planta de licuefacción a finales de 2023 por agotamiento, aunque Santos dijo que en 2024 Bayu-Undan seguiría enviando gas al Territorio del Norte hasta finales de ese año. En su informe trimestral del 16 de julio de 2025, Santos confirmó que Bayu-Undan cesó su producción en mayo de 2025.
El nuevo campo extiende la vida de producción de Darwin LNG por otras dos décadas. Según Santos, Santos planea perforar hasta ocho pozos submarinos.
“Barossa LNG continúa operando su primer cargamento de GNL en el cuarto trimestre de 2025”, dijo Santos el jueves.
En Alaska, la Fase 1 del desarrollo del campo Pikka está completa en más del 95 por ciento, según el comunicado del jueves. “El proyecto sigue en camino de cumplir con la primera orientación petrolera urgente en el primer trimestre de 2026, alcanzando una meseta de 80.000 barriles por día (brutos) esperados para mediados de 2026”, dijo Santos.
En julio-septiembre Santos produjo 10,2 MMbep en Papua Nueva Guinea, 4,5 MMbep en Australia Occidental, 3,7 MMbep en Queensland y Nueva Gales del Sur y 2,9 MMbep en Cooper Basin.
Las ventas de gas para licuefacción totalizaron 68,5 petajulios en el tercer trimestre, mientras que las ventas de gas nacional totalizaron 42,6 petajulios. La producción de gas licuado de petróleo fue de más de 19.000 toneladas, la de petróleo crudo y condensado totalizó 1,07 millones de barriles y más de 975.000 barriles, respectivamente.
Los ingresos por ventas del tercer trimestre fueron de 1.130 millones de dólares, en comparación con los 1.290 millones de dólares del segundo trimestre y los 1.270 millones de dólares del tercer trimestre de 2024. El GNL representó 689 millones de dólares, el gas nacional 267 millones de dólares, el condensado 85 millones de dólares, el petróleo crudo 74 millones de dólares y el GLP 15 millones de dólares. Todo menos el condensado disminuyó trimestre tras trimestre.
El precio realizado de Santos cayó trimestre tras trimestre para el GNL indexado al petróleo. “Esto se debió principalmente a un retraso de tres meses por parte de JCC”, afirmó Santos. “Esto fue parcialmente compensado por la continua realización de precios de las ventas de GNL vinculadas a JKM”.
Los precios realizados del gas y el GLP de la costa este también disminuyeron trimestre tras trimestre. comparado anualmente Todos menos uno se dieron cuenta de que los precios del gas en la costa oeste disminuyeron.
El flujo de caja libre de las operaciones fue de aproximadamente 300 millones de dólares para el tercer trimestre.
“Con aproximadamente $1.400 millones de flujo de efectivo libre de operaciones generado año tras año, Santos está bien posicionado para ofrecer fuertes retornos a los accionistas junto con un inminente crecimiento de la producción. A medida que ponemos en línea Barossa LNG y nos acercamos a la puesta en marcha de Pikka”, dijo el director general y director ejecutivo Kevin Gallagher.
“Moomba CCS continúa funcionando como se esperaba. Con más de 1,3 millones de toneladas (brutas) de equivalentes de CO2 almacenadas de forma segura y permanente en el primer año de funcionamiento”, añadió Gallagher.
“Se tomó la decisión final de inversión para el proyecto Cooper Midstream Simplification. Esto ahorrará costos al simplificar las configuraciones de procesamiento en nuestras instalaciones de Moomba y Port Bonython. Esta iniciativa respalda nuestra estrategia a largo plazo para mantener una operación rentable en Cooper Basin.
“El impulso también se está aprovechando de nuestro proyecto Narrabri Gas, con un fuerte interés del mercado reflejado en el último MOU y un compromiso continuo con las partes interesadas clave. Narrabri es clave para resolver las preocupaciones sobre el suministro de gas de la costa este y proporcionará una fuente de suministro competitiva para la industria local en las próximas décadas”.
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